2025, Vol. 37
海洋深水区(水深大于300 m)油气勘探是当今全球油气勘探的热点与重要接替领域[1]。琼东南盆地是南海北部陆缘的富油气盆地，其乐东—陵水凹陷深水区是重要的油气勘探区带。近30年来，针对乐东—陵水凹陷中新统梅山组海底扇体系开展了持续勘探，累计钻探16口井。然而，仅在陵水凹陷发现了陵水13-2气藏和陵水25-1W气藏，整体探明储量规模有限，梅山组海底扇体系一直未获得规模性勘探突破。2023年，优选乐东凹陷梅山组海底扇西部区块部署钻探Y36-2-a井，该井在梅山组二段钻遇气层31.57 m，首次在深水深层超高压高风险领域获得突破。这一突破开辟了乐东—陵水凹陷梅山组勘探新领域，并证实该层系岩性圈闭资源潜力超过3 000×108 m3。琼东南盆地深水区乐东—陵水凹陷新钻井揭示，中新统地温梯度为3.7~5.0 ℃/100 m，大地热流值为65~85 mW/m2。钻探证实该区普遍发育超压，梅山组储层压力系数高达2.1。“高温高压”是本区的重要地质特征[2-5]。琼东南盆地的异常高压现象已引起广泛关注。在超压分布方面，研究认为超压中心位于盆地西部，压力自西向东呈传递趋势，现今超压顶面与油气运移顶面均呈现西浅东深的特征[4-6]。关于超压成因机制，普遍认为构造挤压[4]和欠压实作用[4-7]是盆地超压形成的主要影响因素，高地温场导致的生烃增压是超压发育的重要因素[4-6]，水热增压[7]及烃类流体侧向运移/传导[7-8]对超压的形成也有一定贡献。在超压与气藏关系方面，超压驱动可作为天然气有效成藏的重要动力[9-10]，超压系统的泄压带是油气聚集的有利区带[5, 11]。
目前，针对乐东—陵水凹陷梅山组超压成因机制详细研究尚显不足，且受限于海上钻井资料稀少，超压成因认识不清，增加了地层压力预测的难度。特别是对该区强超压的形成机理及其对天然气成藏的影响缺乏系统研究，超压环境下的油气富集规律尚不明确，制约了该区梅山组海底扇超压油气藏的勘探进程。基于深水区最新勘探进展与研究成果，以乐东凹陷Y36-2气藏为实例，应用流体包裹体热力学模拟与盆地模拟技术，恢复中新统梅山组压力-孔隙度-生烃演化过程，分析超压成因机制，重点探讨强超压与油气成藏的关系，建立超压背景下的油气成藏模式，以期为琼东南盆地深水区梅山组海底扇油气勘探提供科学依据。
1 地质概况琼东南盆地为南海北部陆缘新生代含油气盆地，具有“多坳多隆”的构造格局。盆地结构整体表现为下断上坳特征，经历了中生代碰撞造山、古近纪断陷、新近纪坳陷等3个演化阶段[1, 12-13]。研究区乐东—陵水凹陷位于琼东南盆地中央凹陷带西部(图 1a)，是已证实的富生烃凹陷[12-13]。该凹陷发育渐新统海陆过渡相与陆源海相(或滨—浅海相)烃源岩，以及中新统海相烃源岩[14-16]。自下而上依次发育始新统岭头组、渐新统崖城组与陵水组、中新统三亚组、梅山组和黄流组、上新统莺歌海组及第四系乐东组(图 1b)。琼东南盆地深水区面积约60 052.1 km2，占整个盆地面积的67%[10]，包括中央坳陷带、南部坳陷带和南部隆起带。其中，中央坳陷带可进一步划分为乐东凹陷、陵水凹陷、松南凹陷、宝岛凹陷、长昌凹陷以及陵南低凸起、松南低凸起等二级构造单元。重点研究层段中新统梅山组广泛发育连片分布的大型海底扇砂岩，与中新统莺歌海组—黄流组厚层半深海—深海相泥岩构成良好的储盖组合[17]。研究区梅山组埋深为3 300~4 900 m，依据岩性组合、沉积序列及地震反射特征，自下而上划分为梅二段和梅一段。
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下载原图 图 1 琼东南盆地构造单元划分(a)及岩性地层柱状图(b) Fig. 1 Structural units division (a) and stratigraphic column (b) of Qiongdongnan Basin |
依据地层压力差异，将琼东南盆地划分为强超压区(压力系数大于1.7)、压力过渡区(压力系数为1.3~1.7)和常压区(压力系数小于1.3)。
本次研究实测地层压力数据主要通过钻杆测试(DST)和电缆地层测试(MDT)获取。琼东南盆地乐东—陵水凹陷实测地层压力统计结果表明：纵向上，超压普遍发育于深度大于3 500 m的地层，随深度增加，压力呈逐渐增大趋势(图 2)。深度大于4 000 m时发育强超压(压力系数大于1.7)，实测压力最高达96 MPa，压力系数最高可达2.09。研究区黄流组地层压力为28.77~48.38 MPa，压力系数为1.15~1.38，属于常压—弱超压范围。梅山组地层压力为49.74~95.76 MPa，压力系数为1.37~2.09，属于超压—强超压范围。
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下载原图 图 2 琼东南盆地乐东—陵水凹陷钻井深度与实测压力、压力系数关系 Fig. 2 Relationship of drilling depth with measured pressure and pressure coefficient of Ledong-Lingshui Sag in Qiongdongnan Basin |
声波时差、密度和电阻率等常规测井资料对地层压力变化具有指示意义[18-20]。在正常压实趋势下，声波时差、密度和电阻率随深度呈线性变化规律：声波时差随深度增加而减小，密度和电阻率则随深度增加而增大[18-20]。异常高压会导致声波时差、密度和电阻率曲线偏离正常压实趋势。
基于测井及录井资料进行岩性识别，筛选出乐东—陵水凹陷典型井泥岩段的声波时差、密度和电阻率测井数据，绘制了典型单井声波时差-深度、密度-深度、电阻率-深度关系曲线(图 3)。曲线组合特征指示研究区存在典型的双层超压结构：第1超压顶界约在3 875 m深度，声波时差、电阻率及密度测井曲线开始偏离正常压实趋势，表现为声波时差增大，密度和电阻率减小，反映该深度以下泥岩段存在欠压实作用形成的超压。泄压带在4 035~4 078 m深度段，出现泄压现象，表现为随深度增加，声波时差减小，电阻率和密度增大，第2超压主带自4 078 m深度以下，开始发育第2套超压系统，随深度增加，声波时差增大，电阻率降低，密度则基本稳定或轻微减小。
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下载原图 图 3 琼东南盆地乐东—陵水凹陷典型井压力结构 Fig. 3 Pressure structure of a typical well in Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
本研究应用斯伦贝谢软件公司(Schlumberger) 开发的PetroMod软件开展压力数值模拟，主要利用其1D/2D模块模拟孔隙流体压力演化及剖面压力演化。模拟过程综合考虑了机械压实、流体膨胀作用(包括生烃作用、粘土矿物脱水及水热增压)和化学压实等增压机制。地质模型构建中：构造沉降史采用Airy均衡模型；地层埋藏史采用指数模型和修正的Kozeny-Carman方程模型；热流史和地温史采用瞬间热流模型。模拟结果的准确性依赖于参数的合理选择及模型校正。关键参数依据实测数据统计值及以往研究成果[5, 8-9]确定。
3.1.1 一维剖面压力演化史模拟基于已钻井资料及地震解释成果建立地层格架，并结合测井、录井资料确定精细的岩性地层组合。古水深趋势综合现今水深、古生物资料及区域沉积相变化进行估算。沉积物-水界面温度及大地热流值参考文献数据[5-8]设定。利用上述参数对Y36-2-a井进行地层埋藏史及热演化史模拟，并以实测地层温度及镜质体反射率(Ro)数据对模型进行校正与约束，最终获得可靠的模拟结果(图 4)。
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下载原图 图 4 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井始新统至今埋藏史与热演化史 Fig. 4 Burial history and thermal evolution history from Eocene to present of well Y36-2-a in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
流体包裹体热力学模拟方法基于捕获包裹体流体相组成、均一温度及气液比等参数，运用状态方程构建包裹体的P-T相图及等容线进行古压力模拟，通过建立单相流体温度与压力间的函数关系估算流体包裹体的最小捕获压力[21-24]。流体包裹体分析主要使用英国Linkam公司THMS 600G冷热台(控温精度± 0.1 ℃)，室温、常压条件下，流体包裹体的气液比使用配备100倍(8 mm长焦工作镜头) Olympus显微镜测定。将获得的包裹体化学成分、均一温度及气液比输入VTFLiNC软件，即可计算其最小捕获压力。
获取上述基本参数后，应用包裹体热力学模拟法对梅山组二段(Ms2)砂岩储层中含气烃盐水包裹体的古压力进行了模拟[21-24]。模拟结果(表 1)显示：研究区梅山组一段(Ms1)古压力为60.9~61.6 MPa，压力系数为1.01~1.57；梅山组二段(Ms2)古压力为41.4~63.9 MPa，压力系数为1.36~1.75。包裹体模拟结果表明，烃类气体捕获时的压力系数为0.93~1.75。其中，压力系数大于1.30的包裹体指示天然气在超压条件下被捕获。对比发现，捕获时的古压力系数普遍低于现今地层压力系数，表明研究区存在晚期烃类气充注增压作用。
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下载CSV 表 1 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅山组流体包裹体热力学模拟结果(捕获温度与压力) Table 1 Fluid inclusion thermodynamic simulation results of Miocene Meishan Formation from well Y36-2-a in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin(captured temperature and pressure) |
以上述包裹体热动力学模拟获得的古压力作为过程约束，以实测地层压力作为最终约束，采用PetroMod盆地模拟软件对研究区Y36-2-a井梅山组储层的古压力演化史进行模拟，以期获得相对准确、完整的古压力演化过程。压力模拟结果(图 5)显示，Y36-2-a井梅山组二段储层早期孔隙流体压力增长较为缓慢，自8.6 Ma开始形成弱超压，压力系数达到1.30。5.5~2.7 Ma期间，压力增幅度显著增大；而2.7 Ma以来，压力增幅进一步加大，并于2 Ma开始形成强超压，压力系数达到1.70，现今压力系数达2.09。值得关注的是，烃类大量充注起始时间(2.7 Ma)晚于超压形成时间(8.6 Ma)，表明天然气充注发生于超压背景之下。
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下载原图 图 5 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅二段孔隙流体压力演化史模拟结果 Fig. 5 Simulation results of reservoir pore fluid pressure evolution in the second section of Miocene Meishan Formation from well Y36-2-a in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
在地质分析和一维单井压力模拟基础上，选取具有代表性的地震测线AA'(剖面位置参见图 1a)，应用PetroMod 2D软件开展二维剖面压力演化史模拟。基于地震剖面解释，选取图 6a所示T70至海底T100共8个层位界面深度数据构建地层格架。根据地震反射特征，结合单井相、区域物源、沉积环境演变、断裂活动性及沉积相资料，识别出浅海、(半) 深海、(扇)三角洲、海底扇等地震相类型。岩性及岩相参数设置主要依据单井岩性统计分析，并结合地震剖面特征和沉积相分布，对过Y36-2-a井典型剖面AA'进行岩性赋值(表 2)。
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下载原图 图 6 琼东南盆地乐东—陵水凹陷过Y36-2-a井现今压力剖面(剖面位置参见图 1a)(a)及不同位置地层压力追踪曲线(b) Fig. 6 Pressure evolution characteristics over well Y36-2-a (a) and stratigraphic pressure tracking curves at different locations (b) in Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
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下载CSV 表 2 琼东南盆地乐东凹陷过Y36-2-a井典型剖面AA' 压力演化史模拟地层格架参数 Table 2 Stratigraphic framework parameters for pressure evolution simulation of typical cross-section AA' along Y36-2-a well in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
梅山组压力演化主要经历4个阶段(图 6a)：第1个阶段自埋藏后至10.5 Ma，主要为常压阶段，凹陷中心压力略高，压力系数主要为1.0~1.2；第2个阶段为10.5~5.5 Ma，此阶段压力持续增大，凹陷中心压力系数为1.0~2.0；第3个阶段为5.5~2.0 Ma，压力大幅增加，凹陷中心压力系数达2.0~2.1；第4个阶段自2 Ma至今，压力持续增加，凹陷中心压力系数达2.0~2.3。压力追踪结果(图 6b)显示，同一地震反射界面下，追踪点深度变小(自E点经F点至D点)，压力系数逐渐降低，反映了压力自凹陷中心向边缘递减的趋势，即乐东凹陷整体呈现西南高、东北低的压力分布特征；纵向上，从海底至基底，压力随深度增加而持续增大，表明地层压力与埋藏深度呈正相关关系。
3.2 超压成因异常高压的形成机制多样，对于非挤压型盆地，欠压实作用和流体膨胀作用是超压形成的主要成因。依据Bowers提出判别机制，欠压实引起的超压位于“有效应力-声波速度”交会图的加载曲线上，而流体膨胀导致的超压则位于卸载曲线上[25]。乐东凹陷梅山组海底扇泥岩的有效应力-声波速度交会图(图 7a)显示，莺歌海组—黄流组超压主要受控于欠压实作用，局部存在压力传递等卸载机制影响，梅山组超压则以压力传递、流体膨胀为主，可能伴有欠压实作用的贡献，无明显构造挤压迹象。
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下载原图 图 7 琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统梅山组泥岩有效应力-声波速度交会图(a)、密度-声波速度相关图(b) Fig. 7 Effective stress-acoustic velocity intersection (a) and density-acoustic velocity correlation (b) of Miocene Meishan Formation mudstone of Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
声波速度-密度交会图法也被广泛应用于超压成因判别[25-27]。Lahann等[28]认为，密度-速度交会图可以区分黏土矿物脱水、压力传递和生烃作用引起的超压，黏土矿物脱水作用导致的超压泥岩表现为声波速度基本不变或变化微弱，而密度增大；生烃膨胀作用导致的超压泥岩则表现为声波速度减小，而密度基本不变或变化微弱；由压力传递形成的超压泥岩，声波速度减小，密度增大。研究区中新统梅山组泥岩声波速度-密度交会图(图 7b)显示，Y36-2-a井梅二段超压层段表现出声波速度减小、密度增加的特征，指示了超压传递成因。此外，在乐东—陵水凹陷中新统储层中钻遇高成熟—过成熟天然气(甲烷碳同位素值为-37.50‰~-32.72‰)，其强超压形成时间与烃类流体充注时间相吻合。深层超压流体的充注进一步佐证了超压传递作用对该区超压的形成具有重要贡献。
流体膨胀作用是指在孔隙容积基本保持不变条件下，由于孔隙流体增加而引起的异常高压。在此类机制中，烃类生成作用对超压的贡献尤为显著[3]。乐东—陵水凹陷已钻井揭示，中新统梅山组泥岩有机质丰度(TOC)为0.51%~1.50%，平均值为0.75%，达到中等—好烃源岩标准。然而，模拟埋藏史与热演化史结果(参见图 4)显示，乐东凹陷梅山组烃源岩成熟度整体较低，Ro值为0.6%~1.3%，尚未进入大量生气阶段，表明生烃作用对异常高压形成的贡献有限。
欠压实作用的形成主要源于快速沉积导致的地层排水不畅，因此高沉积速率是识别欠压实成因的重要证据之一。自10.5 Ma以来，琼东南盆地整体沉降与沉积速率显著增加，尤其5.5 Ma以来，盆地表现出强烈的快速沉积特征[29-30]。此期间沉积了巨厚的莺歌海组和乐东组，岩性以深海—半深海相泥岩为主，最大沉积速率分别达650 m/Ma和1 300 m/Ma[8, 29]。值得注意的是，最高沉积速率出现在乐东凹陷，该区域同时也是强超压的发育中心。通常认为，当沉积物堆积速率达到或超过150 m/Ma时，即属于快速沉积，易于形成异常高压[31]。结合Y36-2-a井压力演化曲线(参见图 5)分析，梅山组地层压力自5.5 Ma以来随沉积速率加速增长而快速升高，表明高沉积速率期与超压形成期密切相关。此外，单井声波时差、电阻率、密度测井曲线同时偏离正常压实趋势，进一步佐证了该区存在由不均衡压实作用产生的超压。综上可知，琼东南盆地乐东—陵水凹陷晚期快速沉降-沉积是超压发育的重要地质背景，而欠压实作用是异常高压形成的关键因素。
结合超压演化模拟结果分析可知，10.5~5.5 Ma形成的早期低幅超压主要由欠压实作用所致；5.5 Ma以来超压的快速增加，则与晚期快速沉降-沉积诱发的欠压实作用密切相关，同时亦包含自2.7 Ma以来深部超压热流体传递作用的贡献。
4 天然气成藏特征 4.1 天然气来源琼东南盆地深水区梅山组天然气的地球化学特征分析表明，研究区Y36-2与Y35-2梅山组天然气主要为富烃天然气，以烃类气为主。其中甲烷(C1)体积分数为89.27%~90.39%，重烃气(C2+) 体积分数为3.48%~4.36%；非烃气主要为CO2，CO 2体积分数为6.13%~6.38%。干燥系数(C1/C1-5) 为0.95~0.96，表现为典型干气特征。乐东凹陷Y36-2与Y35-2梅山组天然气甲烷碳同位素δ13C1分别为-33.25‰~-32.72‰，-39.53‰~-37.30‰，根据甲烷碳同位素与成熟度的公式[32]计算，该天然气为烃源岩在高成熟—过成熟阶段的产物。天然气乙烷碳同位素值(δ13C2)可反映成气母质的属性及天然气成因类型[33]。乐东凹陷Y36-2与Y35-2梅山组天然气乙烷碳同位素均较重，δ13C2为-22.49‰~-21.05‰，显示出煤型气特征(图 8)。
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下载原图 图 8 琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统梅山组天然气成因判识 Fig. 8 Identification of natural gas genesis of Miocene Meishan Formation in Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
琼东南盆地主要发育渐新统海陆过渡相烃源岩与海相烃源岩，局部发育中新统海相烃源岩[14-16]。中新统烃源岩广泛分布于相邻的莺歌海盆地，在莺歌海盆地—琼东南盆地结合部及乐东凹陷亦有分布，为半封闭浅海及半深海砂泥岩沉积，属一套潜在烃源岩。乐东凹陷已钻井揭示，梅山组泥岩TOC为0.51%~1.50%，平均为0.73%；三亚组泥岩TOC为0.50%~5.66%，平均为0.77%，整体上达到中等—好烃源岩级别，与莺歌海盆地中新统烃源岩TOC(一般为0.50%~4.59%，平均为0.75%)相近。乐东凹陷梅山—三亚组泥岩热解氢指数主要为120~300 mg/g，平均为135 mg/g，有机质类型为Ⅱ2，Ⅲ型，以生气为主。地震资料解释结果显示，在Y36-2构造附近的梅山组—三亚组埋深较大，多数已进入成熟—高成熟阶段(参见图 4)，推测具备较强的生气潜力。乐东凹陷周缘已钻井揭示渐新统烃源岩TOC为0.54%~7.83%，平均为1.90%，达到好烃源岩级别。
勘探成果表明，渐新统崖城组烃源岩是琼东南盆地陵水凹陷如L17-2、L25-1W等气田天然气的主力烃源岩[32-33]。L17-2气田天然气干燥系数为0.90~0.94，δ13C1为-39.96‰~-36.67‰，δ13C2为-26.08‰~ -23.35‰，其地球化学特征明显区别于莺歌海盆地源自中新统烃源岩的乐东15-1气田天然气，后者干燥系数为0.96~1.00，δ13C1为-37.28‰~-32.28‰，δ13C2为-23.54‰~-17.88‰。气源对比分析(图 8)表明，乐东凹陷梅山组天然气的干燥系数及碳同位素值均介于乐东15-1气田和L17-2气田天然气之间，其样品数据点落在二者天然气数据点之间。据此推测，乐东凹陷梅山组天然气为渐新统烃源岩与中新统烃源岩混合供烃的产物。
4.2 天然气成藏期次 4.2.1 包裹体镜下特征研究区梅山组储层中可见3类流体包裹体，即气烃包裹体及伴生盐水包裹体、油相包裹体及伴生盐水包裹体、CO2包裹体及伴生盐水包裹体。气烃包裹体发育，局部丰度较高，包裹体尺寸为小到中等，主要赋存于切穿石英颗粒的微裂缝中；偶见油包裹体，尺寸较小，主要赋存于石英颗粒内部微裂缝中，气烃包裹体在透射光下呈无色透明状，内部为均一气相，其伴生的盐水包裹体亦多呈无色透明状，形态以椭圆—次圆状或短条状为主，内部多为气液两相。荧光显微镜下观察结果显示：气包裹体、盐水包裹体不可见荧光或仅发微弱白色荧光；油包裹体主要显示橙黄色、蓝绿色2种荧光颜色；CO2包裹体呈单一气相或气液两相，无荧光特征(图 9)。
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下载原图 图 9 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅山组储层包裹体镜下特征 Fig. 9 Microscopic characteristics of reservoir inclusions from Miocene Meishan Formation of well Y36-2-a in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
包裹体均一温度代表其被捕获时的地层温度，与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度稳定性较高，能较好地反映捕获温度[34-35]。研究区梅山组储层包裹体显微测温结果(图 10)表明，与气烃包裹体共生的盐水包裹体均一温度为120.3~175.6 ℃，峰值区间为130~150 ℃；与油相包裹体共生的盐水包裹体均一温度为79.7 ℃；与CO2共生的盐水包裹体均一温度为136.2~147.3 ℃。从总体上来看，流体包裹体均一温度具有连续分布的特征，故推测研究区梅山组气藏为多期烃类充注。
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下载原图 图 10 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅山组储层包裹体均一温度分布 Fig. 10 Homogenization temperature distribution of reservoir inclusions from Miocene Meishan Formation of well Y36-2-a in Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
综合Y36-2-a井单井埋藏史与热史、包裹体均一温度及镜下特征分析，认为研究区存在3期油气充注事件：第1期液态烃充注约发生在6 Ma；第2期烃类气充注始于约2.7 Ma，成藏高峰期为1.9~1.0 Ma；第3期CO2充注发生在1.8~1.2 Ma。
4.3 天然气运移研究区中新统—渐新统普遍发育异常高压，且压力总体随埋深增加而增大[17]。在超压盆地中，当地层压力接近或达到岩层破裂压力时，可诱发水力破裂作用，超压流体通过裂隙幕式排出。以往研究[17, 36]统计琼东南盆地钻井地层破裂实验数据表明，当地层孔隙流体压力系数大于1.90时，孔隙压力即可超过破裂压力，促使地层产生裂缝。最小振幅属性与三维地震剖面揭示，研究区中新统发育大量由超压压裂形成的微裂隙或隐伏断层，这些微裂隙或隐伏断层密集分布(图 11a)，主要发育于梅山组顶部，向上可延伸至黄流组水道底部。微裂隙是高温超压盆地重要的油气输导通道，其分布控制着天然气的富集层段。结合上文压力纵向分布规律可知，研究区深水区压力系数达到1.90时开始产生高压微裂隙的深度(约4 500 m)恰好位于梅山组，而黄流组早期水道下切深度大，可与下伏梅山组的裂隙带直接沟通，裂隙亦可向上延伸至黄流组底部，这与地震剖面揭示的微裂隙分布特征一致(图 11b)。
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下载原图 图 11 琼东南盆地乐东—陵水凹陷梅山组海底扇最小振幅属性立体图(a)与过井地震剖面及剖面解释结果(b) (剖面位置参见图 1a) Fig. 11 3D volumetric display of minimum amplitude attributes of submarine fan (a), over-well seismic profile and profile interpretation results (b) of Miocene Meishan Formation in Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
烃源岩发育的强超压不仅是沟通烃源的断层/微裂隙形成的驱动机制，还为天然气垂向运移提供了动力。乐东—陵水凹陷深部烃源岩压力系数大于2.20，具备发育强超压的条件，为深部天然气垂向运移提供了强大动力。源-储剩余压差是指同一时期烃源岩剩余压力与储层剩余压力之差，高源-储剩余压差是油气充注的重要前提条件之一。在超压盆地中，源-储剩余压差是天然气藏成藏的主要动力，发挥着主导作用，在成藏条件相近的情况下，源- 储剩余压差越大，油气充注程度越高，其中，垂向源- 储剩余压力梯度对成藏影响尤为显著。结合以往研究[37-38]及琼东南盆地油气分布规律，从成藏动力角度建立了盆地成藏动力定量评价标准：成藏期垂向源-储剩余压力梯度最低需达到8.00 kPa/m，低于此值难以成藏，低效气藏梯度为8.00~12.00 kPa/m，中效气藏梯度为12.00~18.00 kPa/m，高效气藏梯度大于18.00 kPa/m。
在明确不同气藏源-储-藏配置关系基础上，对研究区典型单井源-储古压力进行恢复，并计算成藏驱动力。结果(图 12)显示，梅山组海底扇与黄流组水道源-储剩余压力梯度为12.02~33.51 kPa/m，平均值为20.45 kPa/m。气层的源-储剩余压力梯度均高于18.00 kPa/m，反映天然气成藏动力充足。
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下载原图 图 12 琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统黄流组、梅山组砂体源-储剩余压力梯度分布特征 Fig. 12 Residual pressure gradient distribution of sourcereservoir in Miocene Huangliu Formation and Meishan Formation sand bodies, Ledong-Lingshui Sag, Qiongdongnan Basin |
乐东—陵水凹陷钻井岩心分析显示，梅山组海底扇储层受埋深影响整体呈“中—低孔、中—低渗”特征，其中，梅一段海底扇以中细砂岩为主，浊积砂以粉砂岩为主，孔隙度主要为2.89%~26.77%，平均值为18.78%，渗透率主要为0.05~142.00 mD，平均值为48.24 mD；梅二段海底扇以细砂岩—极细砂岩为主，孔隙度主要为5.10%~17.90%，平均值为13.37%，渗透率主要为0.05~26.50 mD，平均值为2.61 mD。成岩作用方面，梅山组整体处于中成岩A2亚期，表现为近强压实特征，梅一段颗粒以点/线- 点接触为主，粒间孔发育；梅二段颗粒以点-线接触为主，孔隙类型为次生孔+部分粒间孔(图 13)。相较而言，梅一段物性优于梅二段。
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下载原图 图 13 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅山组砂岩岩心薄片特征 (a)长石岩屑石英极细—细砂岩，云母被挤压变形，可见压实和溶蚀痕迹，4 667.3 m；(b)长石岩屑石英极细—细砂岩，石英出现粒间溶孔，4 667.3 m；(c)长石岩屑石英极细—细砂岩，可见粒内溶孔、铸模孔、沥青充填溶蚀孔隙，4 670.2 m；(d)含钙长石岩屑石英中—细砂岩，可见长石溶蚀、方解石胶结、沥青充填部分溶蚀孔隙4 689.7 m；(e)含钙长石岩屑石英中—细砂岩，发育铸模孔，4 689.7 m；(f)长石岩屑石英极细—细砂岩，可见铸模孔、沥青条纹，4 696.3 m。 Fig. 13 Thin sections characteristics of sandstone cores from Miocene Meishan Formation in well Y36-2-a of Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
乐东—陵水凹陷中心具高温强超压背景。以Y36-2-a井为例进行孔隙度恢复，并结合埋藏史还原储层演化过程(图 14)。采用反演回剥法恢复梅山组样品不同成岩阶段的孔隙度变化[39]，利用Trask分选系数建立公式计算原始孔隙度约为35.00%，成岩早期压实、胶结作用导致孔隙度大幅降低，由原始的35.00% 左右降至19.65%；在10.5 Ma开始生烃，超压逐渐形成；8.2 Ma形成弱超压环境，压力系数约1.30；在6.0 Ma左右，发生油充注并伴随一期溶蚀作用，增孔量约2.24%，此时孔隙度升至15.15%；在2.7 Ma时烃类气开始充注，有机酸等流体溶蚀储层是晚期孔隙增大的关键因素，增孔量约5.22%；在2.0 Ma形成强超压，压力系数约1.70；成岩晚期热流体活动中，CO2随流体进入储层。统计分析表明，Y36-2-a井孔隙类型以溶蚀孔为主(图 13)，其中粒内溶孔体积占比39.90%，铸模孔体积占比25.70%，粒间孔体积占比21.80%，这表明凹陷带溶蚀作用强烈，成岩早期黏土矿物保护了原生粒间孔，后期溶蚀作用主要作用于长石颗粒，形成大量粒内溶孔。
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下载原图 图 14 琼东南盆地乐东凹陷Y36-2-a井中新统梅山组孔隙度演化曲线 Fig. 14 Porosity evolution curves of Miocene Meishan Formation in well Y36-2-a of Ledong Sag, Qiongdongnan Basin |
高压流体不仅将高熟的烃类气注入梅山组储层，其伴随的超压还导致储层内压力急剧升高。孔隙流体超压可显著降低有效应力对砂岩的机械压实作用，减缓孔隙度衰减速率[40-41]。研究区超压形成时间较早(8.2 Ma时，梅二段储层孔隙度约20.50%)，至2 Ma左右形成强超压时储层孔隙度约17.00%。与早期压实相比，晚期压实减孔量减小，现今孔隙度为16.56%，面孔率15.01%，说明超压对储层孔隙具有一定的保护作用。综上所述，在高温超压及强超压背景下，研究区梅山组储层孔隙演化明显受控于压实作用和胶结-溶蚀作用。压实作用、胶结作用是导致梅山组储层孔隙度减小的主控因素。有机酸溶蚀作用可部分抵消压实与胶结造成的孔隙度损失，而超压对压实及胶结作用的抑制则对孔隙度演化起建设性作用[42]。
4.5 超压背景下油气成藏特征乐东—陵水凹陷为富生烃凹陷，渐新统海陆过渡相—半封闭浅海相烃源岩厚度大、成熟度高，生气强度整体大于50×108 m3/km2[10, 18]，乐东凹陷下中新统烃源岩现今处于成熟—高成熟阶段，可直接为上覆梅山组海底扇气藏供烃。凹陷内超压规模大、强度高，当地层孔隙流体压力系数大于1.90时，孔隙压力即可超过破裂压力，诱发地层破裂产生裂缝，高压微裂隙延伸至梅山组高压地层，同时，黄流组早期水道下切深，可与下伏梅山组裂隙带直接沟通，裂隙亦可延伸至黄流组底部，构成天然气垂向输导的优势通道。研究区梅山组海底扇与黄流组水道源-储剩余压力梯度为12.02~33.51 kPa/m(平均为20.45 kPa/m)，有利于流体和压力的集中释放及高效成藏。梅山组发育面积超6 400 km2的大型海底扇，是琼东南盆地储集规模最大的领域，盆地西部的昆嵩隆起及北部的海南隆起为主要物源区[9]。尽管已钻井揭示研究区梅山组储层物性相对较差，但丰富的气源、有效的运移通道及较强的充注动力提高了天然气充注效率。此外，梅山组储层包裹体特征揭示了多期天然气充注的特点，多期烃类酸性流体溶蚀改造促进了储层次生溶蚀孔隙的发育，晚期超压亦对储层具保护作用。梅山组海底扇近西部物源方向砂岩厚度大，且更靠近凹陷生烃中心，近烃源前排汇聚区有机酸溶蚀作用较强，有利储层更为发育。由于高压裂隙主要发育于梅山组顶部及黄流组水道底部(压力系数大于1.90)，而上覆莺歌海组深海泥岩压力系数小于1.30，断层/裂隙不发育，构成了良好的区域盖层。综合分析认为，梅山组天然气成藏具有“多套烃源供烃，超压驱动，沟通烃源的断裂/裂隙带垂向输导，大型砂体汇聚，在近烃源超压溶蚀型储层中优先成藏”的模式(图 15)。
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下载原图 图 15 琼东南盆地乐东—陵水凹陷天然气成藏模式(剖面位置参见图 1a) Fig. 15 Natural gas accumulation models of Ledong-Lingshui Sag in Qiongdongnan Basin |
(1) 琼东南盆地乐东—陵水凹陷梅山组地层压力为超压—强超压，单井压力结构表现为典型的双层超压结构。超压成因早期以欠压实作用为主，晚期则受烃类流体超压传递与欠压实作用共同控制。
(2) 研究区梅山组天然气为富烃天然气，显示典型煤型气特征，为渐新统与中新统烃源岩混合供烃的产物；存在3期油气充注事件，第1期液态烃充注约发生在6.0 Ma，第2期烃类气充注始于约2.7 Ma，成藏高峰期为1.9~1.0 Ma，第3期CO2充注发生在1.8~1.2 Ma。梅山组储层强超压形成时间与烃类流体充注时间高度匹配，反映烃类流体充注对梅山组超压形成及天然气成藏具有关键作用。超压不仅为油气运移提供主要驱动力，促进沟通烃源的断裂和微裂隙等泄压通道的形成，晚期强超压还对储层孔隙具有保护作用，有利于天然气高效成藏。
(3) 研究区梅山组储层孔隙演化明显受控于压实作用和胶结-溶蚀作用。压实作用、胶结作用是对孔隙起破坏作用，有机酸溶蚀、超压对压实及胶结作用的抑制对孔隙度演化起建设性作用。梅山组天然气成藏模式为“多套烃源供烃，超压驱动，沟源烃源的断裂/裂隙带垂向输导，大型砂体汇聚，在近源超压溶蚀型储层中优先富集”。
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